十三五”是我国全面建成小康社会的决胜期，深化改革的攻坚期，也是电力工业加快转型发展的重要机遇期。2016年11月，国家发展改革委、国家能源局发布《电力发展“十三五”规划》（以下简称《规划》），提出2016～2020年电力发展目标。为配合国家电力发展“十三五”规划优化调整工作，中国电力企业联合会于2018年组织开展了电力发展“十三五”规划中期评估及滚动优化研究,最后形成了《电力发展“十三五”规划中期评估及滚动优化研究专题调研报告》，并报送了中央和国家相关部门。该报告结合我国电力发展面临的新形势与新挑战，对影响电力高质量发展的有关重大问题进行深入分析，提出了优化电力发展“十三五”规划的建议。本文节选于《电力发展“十三五”规划中期评估及滚动优化研究专题调研报告》。
（来源：中国电力企业管理 ID:zgdlqygl 作者：中电联）
电力发展“十三五”规划中期评估
主要成绩
电力规模迈上新台阶。2017年，全社会用电量达到6.36万亿千瓦时，发电装机达到17.8亿千瓦。110千伏及以上线路合计134万公里，变电容量107亿千伏安。我国人均装机达到1.28千瓦，年人均用电量约4538千瓦时，均为世界平均水平的1.5倍。
结构调整取得新成绩。非化石电源装机占比从2015年底的34.2%提高到38.7%，非化石能源在一次能源消费中的比重从12.0%提高至13.8%，非化石能源发展已经进入大规模“增量替代”阶段。
节能减排达到新水平。“十三五”前两年累计关停小火电机组约1000万千瓦。两年累计实施节能改造约3亿千瓦，煤电机组平均供电煤耗由2015年的318克标煤/千瓦时降至312克标煤/千瓦时左右，减排二氧化碳7400万吨。2017年电力行业烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物累计排放总量较2015年减少160万吨。
技术创新取得新突破。核电、超超临界发电、新能源发电取得积极进展。±800千伏特高压直流输送能力从640万千瓦提升至1000万千瓦；±1100千伏、1200万千瓦准东-皖南特高压直流工程、世界首个特高压多端混合直流工程乌东德电站送广东广西工程开工建设。
国际合作开拓新局面。在52个“一带一路”沿线国家开展投资业务和项目承包工程，“十三五”前两年承担大型承包项目314个，合同金额达581亿美元，带动了我国发电及输变电技术、装备、标准、金融走出去，成为“一带一路”投资亮点。
电力改革开启新篇章。各省输配电价完成核定，到2017年底增量配电业务试点已开展三批次、291个项目。市场交易机制逐步完善，电力市场交易规模增长迅猛。
“十三五”电力规划执行情况
经过“十三五”两年发展，我国电力工业取得显著成绩，有关重要目标（指标）按计划推进或超额完成，部分目标需要结合落实中央新要求，适应发展新形势，及时作出优化调整。
电力供需。“十三五”前两年，全社会用电量年均增长5.7%，高于规划预期增速区间（3.6%～4.8%）。全国发电装机容量年均增长7.9%，高于规划预期年均增速（5.5%）。
电源结构。2017年底，非化石能源发电装机占比达到38.7%，比2015年提高3个百分点，距离规划目标（2020年占比39%）不到1个百分点；非化石能源发电量占比由2015年的27%提高到30%，距离规划目标（2020年占比31%）仅差1个百分点。电源装机中，太阳能发电提前3年超额完成1.1亿千瓦目标，核电两年累计增加900万千瓦，滞后规划进度。
电网建设。“十三五”前两年，全国基建新增500千伏及以上交流输电线路长度2.47万千米、变电设备容量2.77亿千伏安，分别完成2020年规划目标的27%、30%。纳入国家大气污染防治行动计划的特高压交直流工程全面建成。
调节能力。截至2017年底，全国抽水蓄能电站装机容量2869万千瓦，完成新增目标1700万千瓦的1/3。“十三五”规划的火电机组灵活性改造，得到较好执行，尤其东北地区同步出台辅助服务补偿办法，灵活性改造进展顺利，调峰能力达到国际先进水平。
节能减排。2015～2017年，煤电机组平均供电煤耗从318克标煤降至312克标煤/千瓦时（规划提出2020年降至310克标煤/千瓦时）；电网综合线损率从2015年的6.64%降至2016年的6.49%、2017年的6.42%，提前实现规划目标（2020年控制在6.5%以内）。
电力高质量发展几个关键问题及规划调整建议
适度调高电力需求目标
我国总体还处于工业化后期、城镇化快速推进期。与发达国家相比，我国人均用电量还处于相对低位，特别是第三产业和居民用电占比仅为28%，随着再电气化进程加快，“电能替代”持续推进，未来我国电力需求还有较大增长空间。
建议适度调高电力需求目标。将2020年全社会用电量预期目标调增至7.6万亿千瓦时左右。“十三五”期间电力需求年均增长达到5.9%，电力消费弹性系数达到0.92，到2020年，年人均用电量达到5200千瓦时左右，接近中等发达国家水平。预测2035年，全社会用电量将达到11.4万亿千瓦时，2020~2035年年均增速2.8%，人均用电量相当于OECD国家上世纪80年代水平。
促进水电开发和消纳
西南水电开发潜力巨大，待开发水电占比超过67%，水电开发度远低于发达国家水平，近几年水电新开工项目明显减少，水电投资呈现下降态势。
西南水电开发和消纳也暴露出一些问题。一是弃水现象较为突出。二是流域统筹规划和管理较为薄弱。三是移民安置主体责任落实不到位，规划约束性不强。四是税费政策不尽合理，水电企业承担的税负过高。五是后续水电开发难度不断加大，政策性成本不断攀升，水电竞争力逐步下降。
要实现水电发展目标，必须统筹施策，促进西南水电高质量发展，需要加强统一规划和统筹协调，实现水电在更大范围内消纳；加强水电流域统筹规划建设，提高流域整体效益；强化移民管理，切实落实水电移民安置；完善水电税费政策，促进水电企业健康发展；加大金融政策支持力度，加快西南水电建设。
建议水电仍保持2020年3.4亿千瓦的发展目标。“十三五”及以后还须开工建设一定规模的水电。加快怒江中下游、金沙江上游和澜沧江上游水电开发建设，加快雅鲁藏布江流域前期论证工作，统筹推进各流域水电开发，力争2035年水电装机达到4.8亿千瓦。
优化新能源开发和布局
由于西部北部地区市场消纳有限、跨区电网输电能力不足、省间壁垒严重、市场交易制度不完善等诸多因素，新能源弃电问题十分突出。去年以来，政府方面，建立可再生能源目标引导制度，启动绿色证书交易机制，制定解决弃水弃风弃光问题实施方案等；企业方面，实施全网统一调度，开展煤电灵活性改造和辅助服务试点，开展临时现货交易等。通过各方共同努力，弃风弃光问题有所改善，但弃电问题依然严重，全年弃风电量419亿、弃光电量73亿千瓦时。
解决新能源消纳问题的关键是提高系统调节能力。新能源发电具有随机性、波动性和间歇性，高比例接入电力系统后，增加了系统调节的负担，传统电源不仅要跟随负荷变化，还要平衡新能源的出力波动。
新能源发展要坚持集中式和分布式并举，综合考虑资源禀赋、开发条件、技术经济、投入产出等因素，在西部北部实施清洁能源大规模集约化开发，在东中部实施分布式电源灵活经济开发，依托大电网实现各类集中式和分布式清洁能源高效开发、配置和利用。
建议调增新能源发展目标。将2020年风电、太阳能装机目标由2.1亿、1.1亿千瓦调整为2.2亿、2.0亿千瓦。 多措并举解决新能源消纳问题，尤其是加快系统综合调节能力建设，2035年风电、光伏装机均达到6.0亿千瓦。
清洁煤电的市场定位和发展原则
长期以来，煤电装机一直是我国主体电源。燃煤发电经济性优势明显，是长期支撑我国低电价水平的重要因素。我国燃煤发电减排技术处于世界先进行列。电力行业消费五成煤炭的体量，但在全国污染物排放总量中占比仅为一成左右，电力大气污染物排放得到了有效控制。我国碳排放压力持续加大，应控制煤电发展规模，尽早达峰。
随着新能源加速发展和用电特性变化，系统对调峰容量的需求将不断提高。我国具有调节能力的水电站少，气电占比低，煤电是当前最经济可靠的调峰电源。煤电在系统中的定位将逐步由电量型电源向电量和电力调节型电源转变。
未来我国煤电发展应坚持“控制增量、优化布局”的原则。控制增量，即严控新增规模，防范煤电产能过剩风险，以绿色低碳电力满足电力供应。优化布局，即在西部北部地区适度安排煤电一体化项目，缓解煤电矛盾；严控东中部地区煤炭消费增长，要通过“等量替代”方式安排煤电项目。
建议2020年煤电装机目标继续控制在11亿千瓦左右。各地区严格落实国家防范和化解产能过剩要求。电力缺口优先考虑跨省（区）电力互济，同时加强需求侧管理，合理错、避峰。力争2030年煤电装机目标控制在13亿千瓦左右，达到峰值。
加快气电发展
我国天然气资源严重不足。人均天然气剩余探明可采储量仅相当于世界平均水平的1/10。天然气发电成本高。气价对发电成本影响很大，我国发展气电不具有成本优势。长期以来，我国气电发展方式不合理，调峰优势尚未充分发挥。热电联产占比高，截至2017年底，全国气电装机7629万千瓦，其中70%以上是热电联产项目。
建议落实天然气电站发展方式。2020年装机达到0.95亿千瓦，要进一步采取措施，将发展调峰电源作为气电主要发展方向，重点布局在气价承受能力较高的东中部地区和在新能源快速发展的西北地区。同时，鼓励发展分布式气电。
安全发展核电
我国核电装机和发电量占比较低。截至2017年底，我国核电机组总容量3500万千瓦，约占全国总装机的2%；全年核电发电量2475亿千瓦时，约占总发电量的3.9%。到目前为止，欧盟28个成员国中有14个国家拥有核电，占欧盟总发电量的27%，贡献50%的低碳电源。
核能发电技术成熟、低碳高效，在能源转型中发挥不可替代的关键作用。加快核电建设，才能有效控制煤电规模。
建议调减核电发展目标，增加核电开工规模。考虑目前核电建设进度情况，建议将2020年发展目标由原规划的5800万千瓦调减为5300万千瓦。为保证电力供应，在国家层面尽快确定我国核电发展路线，加快沿海及内陆的核电建设，每年核准建设8~10台机组。
提高电力电量平衡和电力流
我国政府承诺，到2020年、2030年，非化石能源占一次能源消费比重分别达到15%、20%，2030年前后碳排放达到峰值。结合上述电力需求预测、各类电源发展思路和原则，电源结构持续优化，非化石能源发电装机和发电量快速增长。2035年非化石能源将成为电力供应的主导电源。2020年，全国电源装机达到21亿千瓦，其中非化石能源发电装机8.8亿千瓦，占比为41%，发电量占比为33%。2035年，全国总装机36亿千瓦，其中非化石能源发电装机20.3亿千瓦，占比为57%，发电量占比达到50%。
未来很长时间内，东中部都是我国电力消费的主要区域，2020年、2030年东中部用电量比重为65.4%、62.5%。加快西部北部清洁能源基地开发，压减东中部地区煤炭消费总量，能源开发重心不断西移北移，大规模、远距离输电至东中部负荷地区是必然要求。
建议加大西电东送电力流规模。2020年西电东送电力流规模由2.7亿千瓦提高到3.0亿千瓦左右。
提升电网发展水平
目前我国区域电网特高压主网架正处于完善过程中，特高压交流发展滞后，电网“强直弱交”结构性矛盾突出，多直流、大容量集中馈入和核心区域500千伏短路电流超标问题，给电网安全运行带来风险，影响电网输电效率。跨省（区）资源优化配置能力不足。保障电力供应，实现清洁发展目标，亟需加快推进一批特高压跨省（区）输电工程。智能配电网发展基础薄弱。城市配电网发展滞后，与国际先进水平相比还有明显差距，农网历史欠账较多，县级电网结构薄弱。
建议提升电网本质安全水平和资源配置能力。建设华中特高压环网工程，适时推进华北—华中联网加强工程、区域电网联网工程，消除电网安全隐患。增加青海—河南特高压直流工程，张北—雄安（北京西）特高压交流工程，云贵互联通道工程，2020年前建成投产。积极推进白鹤滩、金沙江上游水电和新疆、陇（东）彬（长）等综合能源基地特高压直流输电工程。高质量发展智能配电网。加强城镇配电网建设，提升质量和效益，大力推进农村电网改造升级，提高配电网智能化水平。加强国际能源电力合作，与相关国家建立跨境电力互联合作机制，开展与东北亚、东南亚等重点地区的电力联网规划研究和项目可行性研究，加快周边国家电网互联互通。
加强综合调节能力建设
优先实施煤电灵活性改造，加大抽水蓄能和气电调峰电源建设，积极推进储能技术商业化运营，加强需求侧管理，引导用户科学用电，能够满足我国新能源大规模开发需要。
实施煤电灵活性改造是提高系统调节能力的现实选择。目前，储能技术成熟度、经济性，尚不具备大规模商业化应用条件，抽水蓄能电站受站址资源约束，且经济性差（单位千瓦投资约6000元），气电受气源、气价限制，不具备大规模建设条件。煤电灵活性改造技术成熟，每千瓦改造费用约120~400元，国内部分电厂已开始深度调峰改造试点，取得了预期效果。
建议加强调峰能力建设，提升系统灵活性。实施煤电灵活性改造要按照分地区、分机组容量有序实施，对于新能源消纳困难的“三北”地区，30万千瓦及以下、部分60万千瓦煤电机组进行灵活性改造，并同步出台辅助服务补偿机制。深化电力需求侧管理。发挥信息化系统优势，强化智能电网系统平台建设、电能服务产业培育，提升电力用户侧灵活性；扩大峰谷分时电价实行范围，制定科学、合理的峰谷分时电价。
积极推进电力改革和市场化建设
电力市场是实现全国电力资源优化配置的软通道。我国电力市场化改革取得积极进展，但省间壁垒问题依然突出、电力价格形成机制不完善，制约了电力资源大范围配置的效率。
建议健全完善政策机制。加快建立透明高效的全国和省级电力市场平台，打破省间壁垒，充分发挥市场在能源资源配置中的作用。健全辅助服务机制，通过市场化手段，充分调动电力企业和用户参与辅助服务的积极性。完善并启动煤电联动机制，合理疏导煤电企业发电成本。制定落实灵活电价政策，积极促进电能替代。